BAB 5. HASIL DAN PEMBAHASAN
5.2. Identifikasi Pola refleksi dan Geometri Channel
5.2.1. Channel-channel yang melalui sumur pemboran
Data log sumur La Mare 1 (gambar 5.4) menunjukkan keberadaan reservoir-reservoir batupasir tebal yang menunjukkan stacking vertikal dari lapisan-lapisan batupasir yang menunjukkan kehadiran multi story channel tersebut. Berdasarkan well to seismic tie yang telah dilakukan sebelumnya, dapat diketahui bahwa keseluruhan reservoir pada interval target penelitian yang dijumpai pada data well log tersebut merupakan bagian dari pola-pola refleksi channel yang tampak pada penampang seismik (gambar 5.3). Untuk memudahkan pembahasan, channel-channel tersebut kemudian dinamakan Channel A, Channel B dan Channel C seperti yang ditunjukkan dalam gambar 5.3 dan bahasan berikut.
Gambar 5.3. Pola-pola refleksi channel yang dilalui sumur La Mare 1 pada penampang XL-4353.
Gambar 5.4. Reservoir-reservoir pada sumur La Mare 1 dan hubungannya dengan fitur-fitur channel pada penampang seismic berdasarkan well to seismic tie.
Channel A : Stacking Multi story channel, tight sand stone body, no HC indication
Channel B : Stacking Multi story channel, tight sandstone body in upper part with no HC Indication, high permeable sandstone in lower part with strong indication of HC, test result gas 10 MMSCFD
Channel C : Stacking Multi story channel consists of thick laminated sand and dominated shale layers, no HC indication
Channel A
Meliputi keseluruhan sedimen yang berada pada interval 5000 – 5500 ftMD dari data well log sumur La Mare 1 atau 1240 – 1320 ms pada interval data seismik. Pada data log, reservoir ini memiliki ketebalan sekitar 500 ft, terdiri atas lapisan-lapisan batupasir tebal yang saling menumpuk satu sama lain, sehingga diinterpretasikan merupakan produk dari fase regresif panjang yang diselingi fase-fase transgresif singkat. Nilai resistivitas yang tinggi pada bagian tengah dah bawah pada interval ini dikarenakan kehadiran secondary mineral yang mengisi pori-pori batupasir (gambar 5.4). Tidak dijumpai adanya gas reading dan indikasi hidrokarbon (HC) yang signifikan pada data cutting pemboran, sehingga tubuh batupasir tebal ini bukan merupakan HC pay zone.
Kenampakan channel tersebut pada penampang seismik ditunjukkan pada gambar 5.5 yaitu pada kedalaman sekitar 1200 – 1270 ms berdsarkan hasil well to seismic tie. Fitur-fitur tersebut membentuk pola seperti huruf U (u shape) dengan pola internal refleksi yang jauh berbeda dengan pola-pola refleksi di sekitarnya.
Fitur channel pada penampang IL-1605 dengan trend baratlaut – tenggara menunjukkan penampakan channel lebih kecil yang mengerosi tubuh channel lebih besar pada sisi timur-nya, sehingga pada prinsipnya ada dua buah channel yang dijumpai pada interval ini. Keberadaan dua buah channel dalam satu tubuh channel besar ini juga didukung oleh data well log yang juga menunjukkan keberadaan dua unit tubuh batupasir di dalam fitur channel tersebut seperti yang ditunjukkan oleh penampang in-line 1605 yang diwakili oleh keberadaan 2 lobe low gamma ray log pada interval tersebut (gambar 5.5.a).
Bagian teratas dari fitur channel A dinamakan sebagai horizon X.50.1, sementara bagian bawah dinamakan sebagai horizon X.50.2. Selanjutnya dilakukan slicing interval antara kedua horizon tersebut dengan berbagai atribut seismik. Pola channel cukup jelas dijumpai menggunakan atribut minimum amplitudo. Hasil inversi akustik impedance (AI) digunakan untuk memperjelas kenampakan fitur
channel dengan asumsi bahwa ada beda impedansi lateral yang signifikan antara sedimen di dalam channel dengan area sekitarnya.
Gambar 5.5. Fitur Channel A pada penampang in-line 1605 (a), menunjukkan kenampakan channel besar dipotong oleh channel lebih kecil di sisi kiri dan fitur channel yang sama pada penampang cross-line 4353 (b).
a)
In-line 1605
Cross-line 4353 b)
Gambar 5.6. Penampang inversi Akustik Impedance, fitur Channel A pada penampang in-line 1605 (a), dan fitur channel yang sama pada penampang cross-line 4353 (b).
In-line 1605
Cross-line 4353
a)
Gambar 5.7. Pelamparan lateral channel A, gambar a dengan atribut amplitudo, b dan c dengan atribut yang sama tetapi dengan volume seismik inversi.
Pelamparan channel dapat lebih jelas terlihat dengan menggunakan volume akustik impedance. Hasil pemetaan menunjukkan ada dua channel yang dijumpai saling beriringan satu sama lain dengan trend baratdaya– timurlaut dan
membentuk multi story channel seperti yang telah ditunjukkan pada analisa penampang seismik sebelumnya.
Berdasarkan analisa tersebut, dapat diketahui bahwa channel lebih kecil yang mengerosi bidang channel besar pada sisi timur seperti yang ditunjukkan pada penampang IL-1605 adalah channel lebih muda dan relatif memilki geometri yang lebih lurus dibanding channel lebih tua dengan geometri yang cenderung meandering di sebelah barat-nya.
Channel B
Meliputi keseluruhan sedimen yang berada pada interval 5700 – 6400 ftMD dari data well log sumur La Mare 1 atau 1315 – 1430 ms pada interval data seismik. Pada data log, reservoir ini memiliki ketebalan sekitar 700 ft, terdiri atas dua buah unit stacking sand, dengan ketebalan unit teratas mencapai 350 ft dan unit terbawah hanya sekitar 150 ft (gambar 5.4). Proven HC zone berupa gas hanya dijumpai pada bagian puncak dari unit terbawah, dari hasil DST test dapat memberikan laju produksi gas sekitar 10 MMscfD. Interval proven gas zone ini adalah satu-satunya temuan HC dari keseluruhan reservoir yang dijumpai di Lapangan Bonjour. Channel B unit atas memiliki kecenderungan amplitude yang lebih rendah di banding unit bawah. Berbeda dengan kasus channel A sebelumnya dimana pelamparan channel cukup menggunakan satu macam atribut yaitu minimum amplitudo, maka untuk kasus channel B diterapkan slicing interval horizon untuk minimum amplitudo dan maksimum amplitudo. Kedua atribut yang diterapkan memiliki trend channel yang hampir serupa, tetapi maksimum amplitude menunjukkan pelamparan yang lebih jelas di banding minimum amplitudo, sehingga dalam tampilan untuk pelamparan channel B ini dipilih atribut maksimum amplitudo.
Bagian teratas dari fitur channel B dinamakan sebagai horizon X.50.2, sementara bagian bawah dinamakan sebagai horizon X.60. Seperti pemaparan sebelumnya pola channel yang cukup jelas dijumpai dengan menggunakan atribut maksmum
amplitudo. Hasil inversi akustik impedance (AI) dengan interval slicing pada maksimum amplitudo semakin memperjelas pelamparan channel tersebut.
Gambar 5.8. Fitur Channel B pada kedua penampang yang dilalui well La Mare 1 menunjukkan kecenderungan amplitudo yang lebih besar (warna cerah) pada sand body terbawah.
In-line 1605
Cross-line 4353
a)
Gambar 5.9. Penampang inversi Akustik Impedance, fitur Channel B pada penampang in-line 1605 (a), dan fitur channel yang sama pada penampang cross-line 4353 (b).
In-line 1605
Cross-line 4353
a)
Gambar 5.10. Pelamparan lateral channel B, gambar a dengan atribut amplitudo, b dan c dengan atribut yang sama tetapi dengan volume seismik inversi.
a) b)
Pelamparan channel dapat lebih jelas terlihat dengan menggunakan volume akustik impedance. Hasil pemetaan menunjukkan meandering channel berarah baratdaya – timurlaut. Sinuosity dari meandering channel tersebut sangat tinggi dan ini ternyata cukup umum dijumpai pada channel orde 3 dan 4 di Delta Mahakam, seperti yang ditunjukkan pada foto udara gambar 5.11. berikut.
Gambar 5.11. Analogi high sinuosity channel pada Delta Mahakam modern, Foto udara menunjukkan sangat banyak dijumpai meander channels dengan high sinuosity di area penelitian saat ini (sumber : Google Earth).
Channel C
Meliputi keseluruhan sedimen yang berada pada interval 7000 – 7650 ftMD dari data well log sumur La Mare 1 atau 1570 - 1640 ms pada interval data seismik. Pada data log, reservoir ini memiliki ketebalan sekitar 650 ft, terdiri atas stacking
beberapa channel secara lateral sehingga membentuk morfologi sungai yang cukup lebar dengan trend relatif baratlaut – tenggara.
Penampang cross-line 4353 menunjukkan evolusi sungai secara lateral tersebut dengan sangat jelas seperti yang ditunjukkan pada gambar 5.12 bagian bawah. Penampang berarah baratdaya – timurlaut tersebut menunjukkan bahwa evolusi sungai dari mulai tertua ke yang paling muda terjadi karena perpindahan aliran channel secara lateral dari posisi semula di sebelah barat kemudian secara bertahap semakin bergeser lateral arah timurlaut. Sehingga channel termuda dari multi story channel C yang dilalui penampang XL-4353 adalah sungai pada sisi timurlaut atau pada bagian channel yang ditembus sumur La Mare 1.
Sumur La-Mare 1 menembus bagian termuda dari multi channel tersebut. Pada data log La Mare 1, material batupasir hanya dijumpai pada bagian atas dan bawah pada interval tersebut dengan dominasi shale yang cukup tebal. Hal ini menunjukkan bahwa fase akhir dari multi channel C ini secara umum adalah fase abandonment. Tidak dijumpai adanya gas reading dan indikasi hidrokarbon (HC) yang signifikan pada data cutting pemboran, sehingga tubuh batupasir di sekitar La Mare 1 bukan merupakan HC pay zone. Prospek untuk mendapatkan channel dengan lapisan batupasir yang tebal adalah pada arah baratlaut yaitu ke sebelah kiri penampang XL-4353 atau pada arah crestal antiklin La Mare 1.
Berbeda dengan channel B yang merupakan stacking 2 channel secara vertikal dan memiliki beda amplitudo antara sedimen atas dan bawahnya, maka untuk channel C hanya akan ada satu buah atribut yang dapat menunjukkan pelamparan seluruh channel tersebut. Hasil percobaan dengan menggunakan berbagai atribut menunjukkan pelamparan channel lebih jelas terlihat dengan menggunakan atribut minimum amplitudo seperti ditunjukkan pada gambar 6.13 dengan slicing interval antara horizon X.60.1 dan horizon X.60.2.
Gambar 5.12. Fitur Channel C dilalui 2 kali oleh Penampang IL-1605 (a), penampang XL-4353 (b) menunjukkan evolusi multi story channel dari tertua ke muda pada arah kiri ke kanan dari penampang tersebut, dengan bagian termuda ditembus oleh sumur La Mare 1. In-line 1605
Cross-line 4353 a)
Gambar 5.13. Penampang inversi Akustik Impedance, fitur Channel C pada penampang in-line 1605 (a), dan fitur channel yang sama pada penampang cross-line 4353 (b).
In-line 1605
Cross-line 4353
a)
Gambar 5.14. Pelamparan lateral channel C, gambar a dengan atribut amplitudo, b dan c dengan atribut yang sama tetapi dengan volume seismik inversi.
a) b)